RU2109033C1 - Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate - Google Patents
Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate Download PDFInfo
- Publication number
- RU2109033C1 RU2109033C1 RU96109263A RU96109263A RU2109033C1 RU 2109033 C1 RU2109033 C1 RU 2109033C1 RU 96109263 A RU96109263 A RU 96109263A RU 96109263 A RU96109263 A RU 96109263A RU 2109033 C1 RU2109033 C1 RU 2109033C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- mol
- alkali
- catalyst
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 66
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 51
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 title 1
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 90
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 20
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 12
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- IEQIEDJGQAUEQZ-UHFFFAOYSA-N phthalocyanine Chemical compound N1C(N=C2C3=CC=CC=C3C(N=C3C4=CC=CC=C4C(=N4)N3)=N2)=C(C=CC=C2)C2=C1N=C1C2=CC=CC=C2C4=N1 IEQIEDJGQAUEQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 15
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 9
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 abstract description 25
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 2
- 239000013058 crude material Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 65
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 28
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 17
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 7
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M sodium hydrosulfide Chemical compound [Na+].[SH-] HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 4
- 238000004332 deodorization Methods 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-M hydrosulfide Chemical compound [SH-] RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 3
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical class [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 206010067484 Adverse reaction Diseases 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000006838 adverse reaction Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 2
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- ZWLKKKRIYPQRQD-UHFFFAOYSA-N 14285-59-7 Chemical compound [H+].[H+].[H+].[H+].[Co+2].C12=CC(S(=O)(=O)[O-])=CC=C2C(N=C2[N-]C(C3=CC=C(C=C32)S([O-])(=O)=O)=N2)=NC1=NC([C]1C=CC(=CC1=1)S([O-])(=O)=O)=NC=1N=C1[C]3C=CC(S([O-])(=O)=O)=CC3=C2[N-]1 ZWLKKKRIYPQRQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100001231 less toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- ALPWRKFXEOAUDR-GKEJWYBXSA-M sodium;[(2r)-2,3-di(octadecanoyloxy)propyl] hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP(O)([O-])=O)OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCCCC ALPWRKFXEOAUDR-GKEJWYBXSA-M 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам окислительной очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и может быть использовано в газонефтедобывающей промышленности для дезодорации нефти и газоконденсата. The invention relates to methods for the oxidative purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide and can be used in the gas and oil industry for deodorization of oil and gas condensate.
В нефтях и газоконденсатах может присутствовать до 0,05% (500 ppm) сероводорода. Присутствие сероводорода и легких низкокипящих меркаптанов создает дурной запах нефти. При нарушении герметичности хранилищ сероводород и низкокипящие меркаптаны могут попасть а атмосферу. Предельнодопустимая концентрация в жилой зоне составляет: для сероводорода 8•10-3, метилмеркаптана 9•10-3 и этилмеркаптана 3•10-5 мг/м3.Up to 0.05% (500 ppm) of hydrogen sulfide may be present in oils and gas condensates. The presence of hydrogen sulfide and light low boiling mercaptans creates a foul smell of oil. In the event of a leak in the storage, hydrogen sulfide and low boiling mercaptans can enter the atmosphere. The maximum permissible concentration in the residential area is: for
В нефтедобывающей промышленности удаление сероводорода из нефти производится на стадиях сепарации и стабилизации, где сероводород при повышенной температуре испаряется вместе с попутными газами C1-C4. Попутный газ очищают от сероводорода на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) или сжигают на факеле, что приводит к загрязнению окружающей среды. При небольших объемах попутного газа создание ГПЗ и транспортировка газа не экономично, требует больших капиталовложений. Не исключается возможность утечки газа и загрязнение воздуха сероводородом.In the oil industry, the removal of hydrogen sulfide from oil is carried out at the stages of separation and stabilization, where hydrogen sulfide at an elevated temperature evaporates along with associated C 1 -C 4 gases. Associated gas is purified from hydrogen sulfide at gas processing plants (GPPs) or flared, which leads to environmental pollution. With small volumes of associated gas, the creation of gas processing facilities and gas transportation is not economical, it requires large investments. The possibility of gas leakage and air pollution by hydrogen sulfide is not ruled out.
Для удаления из нефтепродуктов сероводорода, легких низкокипящих меркаптанов и кислых соединений проводят защелачивание. При промывке водным раствором щелочи нефтяные кислоты, фенолы, сероводород и легкие меркаптаны образуют водоростворимые соли и уходят с промывной водой /Химия нефти и газа. Под ред. д.т.н. Проскурякова В.А., Л.: Химия, 1981, 358 с/. To remove hydrogen sulfide, light low-boiling mercaptans and acidic compounds from petroleum products, alkalization is performed. When washing with an aqueous solution of alkali, petroleum acids, phenols, hydrogen sulfide and light mercaptans form water-soluble salts and leave with wash water / Oil and Gas Chemistry. Ed. Doctor of Technical Sciences Proskuryakova V.A., L .: Chemistry, 1981, 358 pp.
За рубежом очистку нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов проводят на установках "Мерокс". (Ситтиг М. Процессы окисления углеводородного сырья. М.: Химия, 1970, 300 с.)
По технической сущности и достигаемому результату этот процесс является наиболее близким к предлагаемому изобретению. Процесс многостадийный, в основном применяется для очистки бензина от сероводорода и меркаптанов. Бензин сначала подвергают предварительной промывке 1-35-ным водным раствором щелочи (гидроксида натрия) для удаления основной массы сероводорода, затем смешивают с 10-12%-ным водным раствором щелочи, содержащим 0,02% фталоцианинового катализатора. Объемное соотношение бензина и водно-щелочного раствора катализатора (ЩРК) равно 100:15. При этом меркаптаны и оставшаяся часть сероводорода превращается в меркаптиды и сульфиды натрия соответственно, которые переходят в водную фазу. Бензин отделяют от отработанного ЩРК, меркаптиды натрия, растворенные в этом растворе, окисляют до дисульфидов кислородом воздуха, сульфид натрия окисляется до тиосульфата натрия. Обработанный ЩРК отделяют от дисульфидов, укрепляют свежим ЩРК и возвращают в процесс. Часть отработанного ЩРК используют для приготовления 1-3%-ного раствора гидроксида натрия, применяемого на стадии предварительной промывки.Abroad, petroleum products are removed from hydrogen sulfide and mercaptans at Merox plants. (Sittig M. Processes for the oxidation of hydrocarbons. M: Chemistry, 1970, 300 p.)
According to the technical nature and the achieved result, this process is the closest to the proposed invention. The multistage process is mainly used to clean gasoline from hydrogen sulfide and mercaptans. Gasoline is first subjected to preliminary washing with a 1-35% aqueous alkali solution (sodium hydroxide) to remove the bulk of the hydrogen sulfide, then mixed with a 10-12% aqueous alkali solution containing 0.02% phthalocyanine catalyst. The volumetric ratio of gasoline to an aqueous alkaline catalyst solution (SHRK) is 100: 15. In this case, mercaptans and the remaining part of hydrogen sulfide are converted to mercaptides and sodium sulfides, respectively, which pass into the aqueous phase. Gasoline is separated from spent SHRK, sodium mercaptides dissolved in this solution are oxidized to disulfides with atmospheric oxygen, sodium sulfide is oxidized to sodium thiosulfate. Treated SHRK is separated from disulfides, strengthened with fresh ShRK and returned to the process. Part of the spent SCRK is used to prepare a 1-3% sodium hydroxide solution used in the preliminary washing stage.
Промывные воды - сернисто-щелочные стоки (СЩС) обезвреживают на специальных установках, где сульфиды окисляют кислородом воздуха в присутствии канализаторов до менее токсичных сульфатов. Wash water - sulfur-alkaline wastewater (SSS) is neutralized in special plants where sulfides are oxidized by atmospheric oxygen in the presence of sewers to less toxic sulfates.
Для предварительной промывки от сероводорода на одну часть нефтепродукта берут 0,1-0,25 частей водного раствора щелочи. По уравнению реакции H2S+2NaOH _→ 2Na2S+2H2O (1) для нейтрализации 1 мас.ч. сероводорода требуется 2,35 мас.ч. щелочи. На самом деле расходуется щелочи больше, т.к. сероводород полностью связывается с щелочью только при pH>10, а часть щелочи расходуется на нейтрализацию кислот и фенолов.For preliminary washing from hydrogen sulfide, 0.1-0.25 parts of an aqueous alkali solution are taken per part of the oil product. According to the reaction equation, H 2 S + 2NaOH _ → 2Na 2 S + 2H 2 O (1) to neutralize 1 wt.h. hydrogen sulfide requires 2.35 parts by weight alkalis. In fact, alkali is consumed more, because hydrogen sulfide is completely bound to alkali only at pH> 10, and part of the alkali is spent on the neutralization of acids and phenols.
Недостатком известного способа очистки от сероводорода путем промывки нефтей и конденсатов щелочными растворами является большой расход щелочи, многостадийность процесса и большое количество сточных вод. Кроме того, этот способ не может быть применен для очистки тяжелых нефтей от сероводорода из-за образования трудноразделяющихся эмульсий нефти с водным раствором щелочи. The disadvantage of this method of purification from hydrogen sulfide by washing oils and condensates with alkaline solutions is the high alkali consumption, multi-stage process and a large amount of wastewater. In addition, this method cannot be used to purify heavy oils from hydrogen sulfide due to the formation of difficult to separate emulsions of oil with an aqueous solution of alkali.
Целью настоящего изобретения является снижение расхода щелочи, упрощение технологии, исключение получения СЩС и расширение области применения способа на очистку тяжелых нефтей, образующих с щелочными растворами стойкие эмульсии, от сероводорода. The aim of the present invention is to reduce the consumption of alkali, simplifying the technology, eliminating the production of SHS and expanding the scope of the method for refining heavy oils that form stable emulsions from alkaline solutions from hydrogen sulfide.
Поставленная цель достигается путем окисления содержащего в нефти или газоконденсате сероводорода кислородом воздуха в присутствии ШРК. В нефть или газоконденсат при перемешивании вводят в количестве 0,05-1,0 мас.% ЩРК и воздух из расчета 0,5-1,6 моль гидроксида натрия или аммиака, или 0,3-0,8 моль карбоната натрия и 0,1-0,2 нм3 воздуха на 1 моль сероводорода и смесь выдерживают под давлением 0,3-1,5 МПа при 20-70oC в течение 5-180 мин. В качестве катализатора применяют дисульфофталоцианин кобальта (ДСФК), тетрасульфофталоцианин кобальта (ТСФК), дихлордиоксидисульфофталоцианин кобальта (ДХОСФК) и полифталоцианин кобальта (ПФК) в количестве 0,05-0,20 г на 1 моль сероводорода.This goal is achieved by oxidation of hydrogen sulfide contained in oil or gas condensate with atmospheric oxygen in the presence of ShRK. 0.05-1.0 wt.% SHRK and air are introduced into the oil or gas condensate with stirring at the rate of 0.5-1.6 mol of sodium hydroxide or ammonia, or 0.3-0.8 mol of sodium carbonate and 0 , 1-0.2 nm 3 air per 1 mol of hydrogen sulfide and the mixture is kept under pressure of 0.3-1.5 MPa at 20-70 o C for 5-180 minutes As a catalyst, cobalt disulfophthalocyanine (DSFC), cobalt tetrasulfophthalocyanine (TSPA), cobalt dichlorodioxidisulfophthalocyanine (DOCOS) and cobalt polyphthalocyanine (PFC) in an amount of 0.05-0.20 g per 1 mol of hydrogen sulfide are used as a catalyst.
Отличительными признаками предложенного способа являются проведение процессов щелочной обработки и окисления сероводорода одновременно в одну стадию в среде самих нефтей или газоконденсатов и введение в нефть или газоконденсат ШРК в количестве 0,05-1,0 мас.% в вышеуказанных соотношениях NaOH : К-тр: H2S. В известном способе ЩРК вводят в количестве более 10 мас.%, а молярное соотношение NaOH : H2S составляет более 2,4.Distinctive features of the proposed method are the processes of alkaline treatment and oxidation of hydrogen sulfide simultaneously in one stage in the environment of the oils themselves or gas condensates and the introduction of SRK into oil or gas condensate in an amount of 0.05-1.0 wt.% In the above ratios of NaOH: K-tr: H 2 S. In the known method, SHRK is administered in an amount of more than 10 wt.%, And the molar ratio of NaOH: H 2 S is more than 2.4.
Дополнительным отличительным признаком является использование более дешевых аммиака и карбоната натрия (соды) вместо гидроксида натрия для приготовления ЩРК. An additional distinguishing feature is the use of cheaper ammonia and sodium carbonate (soda) instead of sodium hydroxide for the preparation of ASHR.
Указанные отличительные признаки предлагаемого технического решения определяют его новизну и изобретательский уровень в сравнении с известным уровнем техники, так как проведение процессов щелочной обработки и окисления сероводорода одновременно в среде нефти или газоконденсата в присутствии незначительного количества (менее 1%) ЩРК в литературе не описано, позволяет снизить расход щелочи, упростить технологический процесс и повысить его экологичность за счет исключения получения СЩС. Кроме того, предлагаемый способ может быть использован для очистки тяжелых нефтей, образующих с щелочными растворами стойкие эмульсии. These distinctive features of the proposed technical solution determine its novelty and inventive step in comparison with the prior art, since the alkaline treatment and oxidation of hydrogen sulfide simultaneously in the environment of oil or gas condensate in the presence of a small amount (less than 1%) of SHRK are not described in the literature, it allows reduce alkali consumption, simplify the process and increase its environmental friendliness by eliminating the production of SHS. In addition, the proposed method can be used to clean heavy oils, forming stable emulsions with alkaline solutions.
При расходе 0,51-1,0 моль NaOH происходит только частичная нейтрализация H2S с образованием гидросульфида: H2S+NaOH _→ NaHS+H2O (2)
При использовании соды идет реакция H2S + Na2CO3 _→ NaHS + NaHCO3
Гидросульфид в присутствии катализатора окисляется кислородом воздуха с образованием элементной серы:
When using soda, the reaction H 2 S + Na 2 CO 3 _ → NaHS + NaHCO 3
Hydrosulfide in the presence of a catalyst is oxidized by atmospheric oxygen to form elemental sulfur:
Регенерированный NaOH реагирует со свободным сероводородом, образуя гидросульфид по реакции 2. Регенерация щелочи позволяет полгостью очистить нефть или газоконденсат от сероводорода при 2-4 раза меньшем расходе NaOH, чем требуется по реакции 1 (2 моль на 1 моль H2S). Аналогичные процессы идут в случае использования NH4OH.The regenerated NaOH reacts with free hydrogen sulfide, forming hydrosulfide according to
Со снижением молярного отношения NaOH/H2S ниже 0,5 происходит уменьшение концентрации NaHS и снижение скорости процесса очистки от сероводорода. Те же процессы происходят при применении NH4OH.With a decrease in the molar ratio of NaOH / H 2 S below 0.5, there is a decrease in the concentration of NaHS and a decrease in the speed of the process of purification from hydrogen sulfide. The same processes occur when using NH 4 OH.
При относительно низких концентрациях сероводорода в сырье (ниже 50 ppm) вся щелочь, даже взятая в молярном отношении H2S/NaOH = 1,0 может расходоваться на реализации нейтрализации кислот, фенолов, солей тяжелых металлов. Поэтому с учетом потерь NaOH на побочные реакции в таких случаях следует брать избыток щелочи, т.е. молярные отношения NaOH/H2S = 1 - 1,6; NH3/H2S = 1 - 1,5.At relatively low concentrations of hydrogen sulfide in the feed (below 50 ppm), all alkali, even taken in a molar ratio of H 2 S / NaOH = 1.0, can be spent on neutralizing acids, phenols, and salts of heavy metals. Therefore, taking into account the loss of NaOH for adverse reactions in such cases, an excess of alkali should be taken, i.e. molar ratios of NaOH / H 2 S = 1 - 1.6; NH 3 / H 2 S = 1 - 1.5.
При отсутствии потерь щелочи на побочные реакции избыток щелочи, чем требуется по реакции 2, оказывает отрицательное влияние на процесс (см. опыт 8, табл. 1), так как в этом случае по реакции 1 образуется сульфид натрия, который окисляется до тиосульфата (Na2S2O3) и сульфата (Na2SO4), требуется большой расход воздуха.In the absence of alkali loss to adverse reactions, an excess of alkali than required by
С учетом вышеуказанных факторов в изобретении предлагается брать NH3 и NaOH из расчета 0,5-1,6 моль на 1 моль H2S, а в случае применения Na2CO3 брать его из расчета 0,3-0,8 моль на 1 моль H2S.Given the above factors, the invention proposes to take NH 3 and NaOH from the calculation of 0.5-1.6 mol per 1 mol of H 2 S, and in the case of using Na 2 CO 3 to take it from the calculation of 0.3-0.8 mol per 1 mol of H 2 S.
Реакция окисления с удовлетворительной скоростью идет при концентрации щелочи по отношению к воде 0,5-5,0%, оптимальным является концентрация 1-2%. Исходная нефть может содержать до 2% воды. Поэтому исходный ЩРК готовят с учетом содержания воды в нефти. Необходимо также учесть, что вода в нефти является ненужной примесью, поэтому введение лишней воды без необходимости не рекомендуется. С учетом всех этих факторов предлагается вводить ЩРК в количестве 0,05-1,0%. The oxidation reaction with a satisfactory rate occurs when the alkali concentration in relation to water is 0.5-5.0%, the optimum concentration is 1-2%. The original oil may contain up to 2% water. Therefore, the initial SCRK is prepared taking into account the water content in oil. It should also be noted that water in oil is an unnecessary impurity, therefore the introduction of excess water is not recommended without necessity. Taking into account all these factors, it is proposed to introduce SCR in the amount of 0.05-1.0%.
Примеры расчета. Examples of calculation.
1. Исходная нефть содержит 2% воды и 0,03% или 300 ppm H2S. Готовят ЩРК состава: 25% NaOH, 0,1% ДСФК и 74,9% воды. Вводят этот раствор в нефть в количестве 0,1%. При этом концентрация NaOH по отношению к воде в нефти составляет:
молярное отношение
molar ratio
2. Исходный газоконденсат содержит 0,1% воды и 0,012% или 120 ppm H2S. Готовят ЩРК состава: 2% NaOH, 0,2% ДСФК и 97,98% воды. Вводят этот ЩРК в исходный газоконденсат в количестве 1%. Концентрация NaOH по отношению к общей воде в конденсате составляет
Для окисления 1 моль гидросульфида натрия (или 1 моль H2S) по реакции - до одной трети окисляется до тиосульфата и сульфата по реакциям:
Общий расход кислорода на реакции 3, 4, 5 составляет 20-30 г на 1 моль H2S. В отработанном воздухе остается 5-7% кислорода.The total oxygen consumption for
При окислении H2S только по реакции 3 по расчету расход воздуха равен ≈89 л на 1 моль H2S. Из-за вклада побочных реакций 4 и 5 фактический расход в лучшем случае составляет 0,1 нм3. Ниже этого не достигается полнота окисления сероводорода. С увеличение дозировки воздуха скорость реакции окисления повышается, но в увеличении расхода воздуха выше 0,2 нм3 на 1 моль H2S не выгодно экономически из-за повышения энергетических затрат и потерь паров нефти с отработанным воздухом.In the oxidation of H 2 S, only by
Необходимый расход катализатора установлен на основании экспериментов. Расход ниже 0,05 г на 1 моль H2S не обеспечивает необходимую скорость окисления, а в повышении количества катализатора выше 0,20 г на 1 моль H2S нет необходимости (см. табл. 1).The required catalyst consumption is established on the basis of experiments. Consumption below 0.05 g per 1 mol of H 2 S does not provide the necessary oxidation rate, and there is no need to increase the amount of catalyst above 0.20 g per 1 mol of H 2 S (see table 1).
При 50-70oC сероводород полностью окисляется за 5-15 мин и в повышении температуры выше 70oC нет необходимости. При 20oC для полноты реакции требуется время более 3 ч.At 50-70 o C, hydrogen sulfide is completely oxidized in 5-15 minutes and there is no need to increase the temperature above 70 o C. At 20 ° C., a reaction time of more than 3 hours is required to complete the reaction.
Ограничение нижнего предела температуры 20oC связано с замедлением скорости реакции и повышением вязкости нефти, что затрудняет эмульгирование ЩРК в нефти.The limitation of the lower temperature limit of 20 o C is associated with a decrease in the reaction rate and an increase in the viscosity of the oil, which makes it difficult to emulsify SCHR in oil.
Пределы давления 0,3-1,5 МПа установлены с учетом растворимости воздуха в нефтях и газоконденсатах. При давлениях 0,3 МПа растворимость воздуха составляет 0,2-0,3 нм3 на 1 м3 нефти или газоконденсата, что при расходе 0,2 нм3 воздуха на 1 моль H2S обеспечивает полное окисление 1-1,5 моль или 34-51 ppm сероводорода. В случаях еще более низких концентрациях сероводорода в нефти просто нет необходимости очистки, т.е. внедрения системы очистки.The pressure limits of 0.3-1.5 MPa are established taking into account the solubility of air in oils and gas condensates. At pressures of 0.3 MPa, the solubility of air is 0.2-0.3 nm 3 per 1 m 3 of oil or gas condensate, which at a flow rate of 0.2 nm 3 air per 1 mol of H 2 S provides complete oxidation of 1-1.5 mol or 34-51 ppm of hydrogen sulfide. In cases of even lower concentrations of hydrogen sulfide in oil, there is simply no need for purification, i.e. introduction of a cleaning system.
В повышении давления выше 1,5 МПа нет необходимости, т.к. при этом в 1 м3 нефти или газоконденсата растворяется до 2 нм3 воздуха, что достаточно для окисления 10-15 моль сероводорода.There is no need to increase the pressure above 1.5 MPa, because at the same time, up to 2 nm 3 of air is dissolved in 1 m 3 of oil or gas condensate, which is sufficient for the oxidation of 10-15 mol of hydrogen sulfide.
Предлагаемый способ очистки нефти и газоконденсата прост в осуществлении и может быть реализован на газонефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах. The proposed method for refining oil and gas condensate is simple to implement and can be implemented in gas and oil fields and oil refineries.
Предлагаемый способ поясняется прилагаемой технологической схемой и примерами ее осуществления (см. табл. 1-3 и чертеж). The proposed method is illustrated by the attached technological scheme and examples of its implementation (see table. 1-3 and drawing).
ЩРК готовят в емкости 1. В емкость 1 по линии 2 закачивают расчетное количество воды, по линии 3 вводят навеску катализатора и 5-10 мин перемешивают путем циркуляции насосом 4, затем по линии 5 закачивают расчетное количество 45%-ной щелочи (гидроксида натрия) или водного аммиака, или вводят навеску соды и перемешивают еще 5-10 мин. Температура 10-40oC.ShchRK prepared in
ЩРК насосом-дозатором 6 через смесительное устройство 7 подают в поток нефти 8 перед насосом 9, перекачивающего нефть (газоконденсат) в хранилище 10. Эмульгирование ЩРК в нефти или газоконденсате происходит в смесительном устройстве 7 и дополнительно в насосе 9. Давление в потоке после насоса 9 0,3-1,5 МПа. В трубопровод нефти или газоконденсата после насоса 9 компрессором 11 под давлением 0,4-1,6 МПа через смесительное устройство 12 подают воздух, который растворяется в нефти или газоконденсате. В печи-подогревателе 13 нефть (газоконденсат) нагревается до 20-70oC и поступает в хранилище 10 (сепаратор воздуха).ShchRK by the
На входе хранилища 10 давление нефти (газоконденсата) снижают до 0,3-0,4 МПа, при этом основная часть растворенного воздуха выделяется и уходит из хранилища. At the inlet of the
Необходимое время пребывания нефти (газоконденсата) в реакционной зоне (в печи, трубопроводе до хранилища и в хранилище) зависит от температуры. При 50-70oC реакция идет 5-15 мин и ее можно завершить за время пребывания нефти (газоконденсата) в печи и трубопроводе до хранилища. При 20-40oC для прохождения реакции требуется 1-3 часа, т.е. в этом случае реакция заканчивается в хранилище. В этом случае для обеспечения необходимого количества растворенного кислорода в хранилище поддерживают давление 0,5-0,8 МПа и время пребывания нефти (газоконденсата) в нем составляет 1-3 часа.The required residence time of oil (gas condensate) in the reaction zone (in the furnace, pipeline to the storage and in the storage) depends on temperature. At 50-70 o C the reaction takes 5-15 minutes and can be completed during the stay of oil (gas condensate) in the furnace and pipeline to the storage. At 20-40 o C for the reaction takes 1-3 hours, i.e. in this case, the reaction ends in the repository. In this case, to ensure the required amount of dissolved oxygen in the storage, a pressure of 0.5-0.8 MPa is maintained and the residence time of oil (gas condensate) in it is 1-3 hours.
Оставшееся количество растворенного воздуха сбрасывается после хранилища 10 путем снижения давления до атмосферного. The remaining amount of dissolved air is discharged after
Способ опробирован в лабораторных условиях и на опытно-промышленной установке в СП "Татех", г. Альметьевск республика Татарстан. The method was tested in laboratory conditions and at a pilot plant in the joint venture "Tateh", Almetyevsk, Republic of Tatarstan.
Примеры 1-8 и 14-15. В колбу вместимостью 100 мл помещают навеску ЩРК, в качестве катализатора берут ДСФК, добавляют 35 мл карбоновой нефти или газоконденсата, колбу закрывают пробкой, нагревают до 40-70oC, перемешивают встряхиванием в течение 10-15 мин. Берут пробу на анализ, перемешивают еще 10-20 мин и берут вторую пробу на анализ. В некоторых опытах после отбора первой пробы изменяют температуру. После отбора второй пробы колбу в закрытом виде оставляют без перемешивания при 20-25oC на несколько часов, после отбирают на анализ третью пробу. Содержание сероводорода и меркаптанов в расчете на серу определяют потенциометрическим титрованием по ГОСТ 22985-78. Условия и результаты опытов приведены в табл. 1. В этих опытах на один объем нефти взято 1,9 объема воздуха. Образцы нефти различной влажностью получались путем смешения сырой нефти (1,2% воды) с отсепарированной от воды нефтью.Examples 1-8 and 14-15. A sample of SHRK was placed in a flask with a capacity of 100 ml, DSFK was taken as a catalyst, 35 ml of carbon oil or gas condensate were added, the flask was closed with a stopper, heated to 40-70 ° C, and stirred by shaking for 10-15 minutes. A sample is taken for analysis, mixed for another 10-20 minutes and a second sample is taken for analysis. In some experiments, after taking the first sample, the temperature is changed. After taking the second sample, the flask in a closed form is left without stirring at 20-25 o C for several hours, after which the third sample is taken for analysis. The content of hydrogen sulfide and mercaptans per sulfur is determined by potentiometric titration according to GOST 22985-78. The conditions and results of the experiments are given in table. 1. In these experiments, 1.9 volumes of air were taken per oil volume. Oil samples of different moisture content were obtained by mixing crude oil (1.2% water) with oil separated from water.
Примеры 9-13. Опыты проводят как в примерах 1-8, но колбу заполняют кислородом. Examples 9-13. The experiments are carried out as in examples 1-8, but the flask is filled with oxygen.
Как видно из табл. 1, при отсутствии или низкой концентрации щелочи или ДСФК окисление H2S идет медленно (опыты 1, 2 и 9) : при 50oC за 30 мин содержание H2S в нефти снижается примерно в 2 раза. При минимальных по изобретению концентрациях NaOH и ДСФК (опыт 3) содержание сероводорода за 30 мин при 45-50oC снизилось в 5 раз.As can be seen from the table. 1, in the absence or low concentration of alkali or DSPK, the oxidation of H 2 S is slow (
Повышение расходов NaOH и ДСФК, температуры, а также применение кислорода вместо воздуха заметно ускоряют скорость реакции (опыты 7, 10-13). При пониженной температуре (опыт 10) даже при максимальных по изобретению расходах щелочи и катализатора реакция идет медленно. An increase in the consumption of NaOH and DSFC, temperature, and also the use of oxygen instead of air significantly accelerate the reaction rate (
В наших лабораторных опытах давления в колбе создавалось за счет испарения низкокипящих компонентов нефти и конденсата, оно не превышало 0,1 МПа. При этом происходило только частичное растворение воздуха. В случае замены воздуха на кислород количество растворенного кислорода в нефти или газоконденсате увеличилось примерно в 5 раз, что позволяло имитировать процесс при давлении около 0,5 МПа. In our laboratory experiments, the pressure in the flask was created due to the evaporation of low-boiling components of oil and condensate; it did not exceed 0.1 MPa. In this case, only partial dissolution of the air occurred. In the case of replacing air with oxygen, the amount of dissolved oxygen in oil or gas condensate increased by about 5 times, which made it possible to simulate the process at a pressure of about 0.5 MPa.
В опытах 6, 11, 12 и 13 был обнаружен дополнительный положительный эффект - снижение содержания меркаптанов в нефти. Демеркаптанизация, вероятно, происходит по реакции
2RSH+S __→ RSSR+H2S.In
2RSH + S __ → RSSR + H 2 S.
Образующаяся при окислении сероводорода элементная сера реагирует с меркаптанами, в первую очередь более реакционноспособными легкими меркаптанами, тем самым происходит дополнительная дезодорация нефти и газоконденсата: снижается содержание меркаптановой серы - SRSH.The elemental sulfur formed during the oxidation of hydrogen sulfide reacts with mercaptans, primarily more reactive light mercaptans, thereby additional deodorization of oil and gas condensate occurs: the content of mercaptan sulfur - S RSH is reduced.
Примеры 16-21. Опыты проводят как в примерах 9-13, но ЩРК готовят с применением карбоната натрия вместо гидроксида натрия. Examples 16-21. The experiments are carried out as in examples 9-13, but ShchRK prepared using sodium carbonate instead of sodium hydroxide.
Опыты 17, 19-21 показывают возможность замены едкого натра на более дешевую и более безопасную в обращении соду.
Примеры 22-26. Опыты проводят как в примерах 9-13, но ЩРК готовят с использованием 25%-ного водного аммиака вместо гидроксида натрия. Опыты 24-26 показывают эффективность применения аммиачных растворов для дезодорации нефти. Examples 22-26. The experiments are carried out as in examples 9-13, but ShchRK prepared using 25% aqueous ammonia instead of sodium hydroxide. Experiments 24-26 show the effectiveness of the use of ammonia solutions for deodorization of oil.
Примеры опытов табл. 2. Опыты проводят как в примерах 9-13, но ЩРК готовят с использованием различных катализаторов. Как видно из табл. 2, для дезодорации нефти могут быть применены различные фталоцианины, но применение более дорогих, чем ДСФК, фталоцианинов существенного эффекта не дает. Examples of experiments table. 2. The experiments are carried out as in examples 9-13, but ShchRK prepared using various catalysts. As can be seen from the table. 2, various phthalocyanines can be used for oil deodorization, but the use of phthalocyanines more expensive than DSFK does not give a significant effect.
Пример испытаний на опытно-промышленной установке СП "Татех" по вышеописанной технологической схеме при производительности по карбоновой нефти 32 м3/ч. Исходная нефть содержит% H2S=300 ppm, SRSH=1030 ppm, H2O=1%. Время пребывания нефти в печи и трубопроводе до сепаратора составляет ≈6 мин, в сепараторе около 5 часов. Пробы нефти на анализ отбирают на входе в сепаратор и на выходе из сепаратора. Давление в сепараторе поддерживают равным 0,4 ±0,1 МПа. Другие параметры процессов и результаты опытов приведены в табл. 3.An example of tests at a pilot plant of the JV Tateh according to the above-described technological scheme with a carbon oil productivity of 32 m 3 / h. The starting oil contains% H 2 S = 300 ppm, S RSH = 1030 ppm, H 2 O = 1%. The residence time of oil in the furnace and pipeline to the separator is ≈6 min, in the separator about 5 hours. Oil samples are taken for analysis at the inlet to the separator and at the outlet of the separator. The pressure in the separator is maintained equal to 0.4 ± 0.1 MPa. Other process parameters and experimental results are given in table. 3.
Опытно-промышленные испытания способа подтвердили результаты лабораторных опытов. При указанных в изобретении расходах щелочи, катализатора и воздуха, температуры и давлении за 6 минут реакции содержание сероводорода снизилось в 7-8 раз, дополнительная выдержка нефти в хранилище под давлением 0,3-0,5 МПа позволяло снизить концентрацию сероводорода в 10-20 раз (от 300 до 15-30 ppm). Pilot testing of the method confirmed the results of laboratory experiments. At the costs of alkali, catalyst and air indicated in the invention, temperature and pressure for 6 minutes of the reaction, the content of hydrogen sulfide decreased by 7-8 times, additional exposure of oil to the storage under pressure of 0.3-0.5 MPa allowed to reduce the concentration of hydrogen sulfide by 10-20 times (from 300 to 15-30 ppm).
Органолептическим методом присутствие сероводорода в нефти (при содержании менее 30 ppm H2S) не ощущалось. Это связано с тем, что потенциометрическая методика определяет в нефти общее содержание S--, т.е. общее содержание H2S, NaHS и Na2S, и присутствующие в очищенной нефти NaHS и Na2S определяются как сероводород. Вероятно, в нефти остаточное содержание несвязанного сероводорода было гораздо меньше 30 ppm. Одновременно происходило снижение содержания меркаптанов от 1030 до 860-910 ppm.By the organoleptic method, the presence of hydrogen sulfide in oil (at a content of less than 30 ppm H 2 S) was not felt. This is due to the fact that the potentiometric technique determines the total S - content in oil, i.e. the total content of H 2 S, NaHS and Na 2 S, and present in the treated oil NaHS and Na 2 S defined as hydrogen sulfide. The residual content of unbound hydrogen sulfide was probably much less than 30 ppm in oil. At the same time, there was a decrease in the content of mercaptans from 1030 to 860-910 ppm.
По сравнению с известным способом предлагаемый способ имеет следующие преимущества. Compared with the known method, the proposed method has the following advantages.
1. В известном способе на одну часть нефтепродукта берут 0,1-0,25 частей щелочного раствора, на 1 моль сероводорода, расходуется не менее 2 моль NaOH. В предлагаемом способе на 1 моль H2S расходуется 0,5-1,5 моль NaOH, а щелочной раствор всего в количестве 0,1-1,0 мас.% к нефти или газоконденсату.1. In the known method for one part of the oil take 0.1-0.25 parts of an alkaline solution, 1 mol of hydrogen sulfide, consumed at least 2 mol of NaOH. In the proposed method, 0.5-1.5 mol of NaOH is consumed per 1 mol of H 2 S, and the alkaline solution is only 0.1-1.0 wt.% To oil or gas condensate.
2. Предлагаемый способ может быть использован для очистки от сероводорода тяжелых нефтей, образующих трудноразделяющиеся эмульсии с щелочной водой, так как нет необходимости сепарации нефти от незначительных количеств добавленной с щелочным раствором воды. 2. The proposed method can be used to clean heavy oils from hydrogen sulfide, forming difficult to separate emulsions with alkaline water, since there is no need to separate oil from small amounts of water added with an alkaline solution.
3. Отсутствуют СЩС. 3. Missing SCHS.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96109263A RU2109033C1 (en) | 1996-05-05 | 1996-05-05 | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96109263A RU2109033C1 (en) | 1996-05-05 | 1996-05-05 | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2109033C1 true RU2109033C1 (en) | 1998-04-20 |
| RU96109263A RU96109263A (en) | 1998-06-27 |
Family
ID=20180354
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96109263A RU2109033C1 (en) | 1996-05-05 | 1996-05-05 | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2109033C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213764C1 (en) * | 2002-05-07 | 2003-10-10 | Государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья" | Method for deodorizing treatment of crude oil and gas condensate to remove hydrogen sulfide and low-molecular mercaptans |
| RU2252949C1 (en) * | 2004-01-26 | 2005-05-27 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of petroleum refining from hydrogen sulfide |
| RU2272065C2 (en) * | 2004-04-29 | 2006-03-20 | ГУП РТ Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Method of treating heavy petroleum to remove hydrogen sulfide |
| RU2556634C1 (en) * | 2014-09-05 | 2015-07-10 | Борис Владимирович Андреев | Method for treatment of hydrocarbon fractions from sulphur-containing compounds |
| MD4420C1 (en) * | 2012-06-26 | 2017-02-28 | Оп "Matricon" Ооо | Use of dark heavy oil components as a catalyst in the oxidative purification of hydrocarbonic compositions from hydrogen sulphide and light mercaptans and process for purification of hydrocarbonic compositions |
| EA034277B1 (en) * | 2018-07-09 | 2020-01-24 | Акционерное общество "Газпромнефть-Омский НПЗ" | Method of cleaning hydrocarbon fraction from sulfur-containing compounds |
| RU2774647C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-06-21 | Закрытое акционерное общество "ТИОЛ" | Stable, ready to use catalytic composition for cleaning oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans |
-
1996
- 1996-05-05 RU RU96109263A patent/RU2109033C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Химия нефти и газа /Под ред. д.т.н. Проскурякова В.А. - Химия, 1981, с. 358. Ситтиг М. Процессы окисления углеводородного сырья. - М.: Химия, 1970, с. 300. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213764C1 (en) * | 2002-05-07 | 2003-10-10 | Государственное унитарное предприятие "Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья" | Method for deodorizing treatment of crude oil and gas condensate to remove hydrogen sulfide and low-molecular mercaptans |
| RU2252949C1 (en) * | 2004-01-26 | 2005-05-27 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of petroleum refining from hydrogen sulfide |
| RU2272065C2 (en) * | 2004-04-29 | 2006-03-20 | ГУП РТ Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Method of treating heavy petroleum to remove hydrogen sulfide |
| MD4420C1 (en) * | 2012-06-26 | 2017-02-28 | Оп "Matricon" Ооо | Use of dark heavy oil components as a catalyst in the oxidative purification of hydrocarbonic compositions from hydrogen sulphide and light mercaptans and process for purification of hydrocarbonic compositions |
| RU2556634C1 (en) * | 2014-09-05 | 2015-07-10 | Борис Владимирович Андреев | Method for treatment of hydrocarbon fractions from sulphur-containing compounds |
| EA034277B1 (en) * | 2018-07-09 | 2020-01-24 | Акционерное общество "Газпромнефть-Омский НПЗ" | Method of cleaning hydrocarbon fraction from sulfur-containing compounds |
| RU2797436C2 (en) * | 2018-07-16 | 2023-06-05 | Меричем Компани (Merichem Company) | Method for removing hydrogen sulphide |
| RU2774647C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-06-21 | Закрытое акционерное общество "ТИОЛ" | Stable, ready to use catalytic composition for cleaning oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans |
| RU2827730C1 (en) * | 2023-12-25 | 2024-10-01 | Закрытое акционерное общество "ТИОЛ" | Method of purifying oil from hydrogen sulphide and light mercaptans |
| RU2824203C1 (en) * | 2024-05-27 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of purifying hydrogen sulphide-containing oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2327502C2 (en) | Purification of exhaust alkaline refinery effluence | |
| CA2760780C (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbon stream | |
| CN108704480B (en) | A kind of regeneration method of liquefied gas desulfurization lye | |
| US5397480A (en) | Purification of aqueous streams | |
| EP2734283A1 (en) | Method for removing impurities from flue gas condensate | |
| CN103769407B (en) | A kind of renovation process of sulfur-bearing alkaline residue | |
| RU2109033C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate | |
| CN103045289B (en) | Comprehensive treatment method of liquid hydrocarbon alkali residue waste liquid | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| RU2120464C1 (en) | Method and installation for deodorizing purification of crude oil and gas condensate from hydrogen sulfide and low-molecular mercaptans | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2218974C1 (en) | A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation | |
| CN103771608A (en) | Treatment method of alkaline residue waste liquid from oil refining | |
| JPH09509358A (en) | Chemical waste treatment | |
| RU2196804C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| CN103771607B (en) | The treatment process of refinery alkaline residue | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU2568484C1 (en) | Water purification method | |
| RU2269566C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment process | |
| RU2092613C1 (en) | Method of oil transport | |
| CN103773426B (en) | The treatment process of liquid hydrocarbon alkali residue waste liquid | |
| RU2213764C1 (en) | Method for deodorizing treatment of crude oil and gas condensate to remove hydrogen sulfide and low-molecular mercaptans | |
| RU2262975C1 (en) | Method of preparation of hydrogen sulfide-containing oil | |
| CN104609590B (en) | A kind of processing method of refinery alkaline residue | |
| RU2275415C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process |